張 騫，黃冬梅，李正健，唐慧敏，唐 宇

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司南海西部石油研究院，湛江 524057）

壓裂縫參數(shù)對頁巖氣藏水平井累產(chǎn)影響分析

張 騫，黃冬梅，李正健，唐慧敏，唐 宇

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司南海西部石油研究院，湛江 524057）

我國頁巖氣藏開發(fā)還處于起步階段，開展頁巖氣藏壓裂水平井產(chǎn)量影響因素分析對于頁巖氣藏的高效開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。此文根據(jù)涪陵頁巖氣區(qū)的地質(zhì)油藏資料，用頁巖氣雙孔雙滲模型分析了壓裂縫導(dǎo)流能力、壓裂縫間距、壓裂縫長度、壓裂縫高度等參數(shù)對水平井累積產(chǎn)量的影響，并用偏相關(guān)方法進(jìn)行影響因素大小分析，影響因素從大到小依次為壓裂縫長度、壓裂縫間距、壓裂縫導(dǎo)流能力、壓裂縫高度，最后提出“多分段，造長縫”的壓裂原則。

頁巖氣藏；壓裂；水平井分段壓裂；壓裂縫參數(shù)

1 頁巖氣藏儲層特征

頁巖氣藏是一種“自生自儲式”氣藏，頁巖氣成藏不像常規(guī)天然氣那樣必須生、儲、蓋層合理組合，其成藏過程無運(yùn)移或者運(yùn)移距離極短[1]。從沉積角度分析，湖沼相和三角洲相頁巖沉積主要發(fā)生在盆地中心。從天然氣生成角度分析，生物氣形成于厭氧環(huán)境中，熱成因氣形成于較高的溫度環(huán)境中，因此，盆地中心地區(qū)是頁巖氣最有利的成藏區(qū)。

頁巖氣的吸附實驗顯示，富含有機(jī)質(zhì)的頁巖對天然氣具有較強(qiáng)的吸附能力，頁巖氣一部分以游離態(tài)的形式存在，一部分以吸附態(tài)的形式儲存在泥頁巖的納米級微孔隙中。當(dāng)頁巖氣井投產(chǎn)時，氣井周圍地層壓力會大大降低，這時地層原有的吸附平衡將被打破，在儲層內(nèi)以吸附態(tài)存在的甲烷氣體將發(fā)生解吸變成游離態(tài)的甲烷氣體，并通過裂縫流動到井底。

基于以上特點，本文把頁巖氣藏看作一個既存在基質(zhì)和裂縫雙重孔隙，又存在擴(kuò)散和滲流雙重流動的雙孔雙滲模型。

2 壓裂縫參數(shù)對頁巖氣井產(chǎn)量影響

頁巖氣作為非常規(guī)油氣資源，具有低孔極低滲等特點，滲透率一般低于0.001×10-3μm2[2]，常規(guī)技術(shù)無法有效開發(fā)頁巖氣，需要體積壓裂改造[3]。本文主要分析壓裂縫參數(shù)對壓裂水平井產(chǎn)量的影響，主要考慮了壓裂縫導(dǎo)流能力、壓裂縫間距、壓裂縫長度、壓裂縫高度[4-5]。

以研究區(qū)地質(zhì)參數(shù)為基準(zhǔn)：基質(zhì)孔隙度6.0%、基質(zhì)滲透率0.000 3×10-3μm2、天然裂縫孔隙度0.5%、天然裂縫滲透率為0.000 5×10-3μm2。

參考目前頁巖氣壓裂水平井施工技術(shù)水平，工程基準(zhǔn)參數(shù)為：壓裂水平井水平段長度為1 200 m、壓裂縫導(dǎo)流能力3.0×10-3μm2·m、壓裂縫半長170 m、壓裂縫高度30 m、壓裂縫條數(shù)為10條（壓裂縫在水平段上均勻分布）。

在進(jìn)行影響因素分析時，改變其中一個壓裂縫參數(shù)（圖1），得出該變量與氣井累積產(chǎn)量的關(guān)系，得出該變量對壓裂水平井累積產(chǎn)量的影響。

圖1 不同壓裂縫參數(shù)對水平井累產(chǎn)影響圖

從圖1可以看出：（1）當(dāng)壓裂縫導(dǎo)流能力較小時（小于6×10-3μm2·m），其對研究區(qū)壓裂水平井累積產(chǎn)量影響是比較大的，隨著壓裂縫導(dǎo)流能力的增大，其影響逐漸減?。唬?）壓裂縫間距對壓裂水平井十五年累產(chǎn)影響的變化趨勢與壓裂縫導(dǎo)流能力影響的變化趨勢相同，隨著壓裂縫條數(shù)的增加水平井累產(chǎn)增加，但其影響逐漸變?。唬?）累產(chǎn)隨著壓裂縫半長的增加而增加，二者變化幾乎呈線性關(guān)系，表明壓裂縫長度對頁巖氣藏壓裂水平井產(chǎn)量的影響是非常大的；（4）壓裂縫高度對壓裂水平井十五年累積產(chǎn)量的影響是非常有限的。

3 偏相關(guān)法影響因素分析

采用偏相關(guān)方法分析四個壓裂縫參數(shù)對壓裂水平井累產(chǎn)的影響，見圖2。

根據(jù)相關(guān)因子的大小，各壓裂縫參數(shù)對頁巖氣壓裂水平井產(chǎn)能的影響從大到小排序如下：壓裂縫半長、壓裂縫間距、壓裂縫導(dǎo)流能力、壓裂縫高度。

圖2 不同壓裂縫參數(shù)對水平井累產(chǎn)的影響因子

4 原因分析

從上述分析可以看出：

（1）壓裂縫長度對頁巖氣藏壓裂水平井累產(chǎn)影響最大。增加壓裂縫長度可以增加頁巖氣藏水平井的動用面積，從而增加頁巖氣井的累產(chǎn)。

（2）壓裂縫間距對頁巖氣藏壓裂水平井累產(chǎn)的影響也是比較明顯的。減小壓裂縫間距與增加壓裂縫長度對累產(chǎn)的影響作用相似，同樣是增加了頁巖氣藏的有效動用面積，所不同的是，增加壓裂縫長度則是增加了垂向（垂直于井筒方向）上的動用面積，而減小壓裂縫間距則是增加了軸向（沿著水平井井筒方向）上的動用面積。

（3）壓裂縫導(dǎo)流能力對頁巖氣藏壓裂水平井的影響則相對較小。主要因為，頁巖氣藏為非常規(guī)氣藏，地層滲透率極低，單條壓裂縫作用范圍有限，不需要很高的壓裂縫導(dǎo)流能力，如圖1a所示，當(dāng)壓裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到6×10-3μm2·m時已經(jīng)可以滿足生產(chǎn)需要，再刻意增加壓裂縫導(dǎo)流能力則對產(chǎn)量影響較小。

（4）壓裂縫高度對頁巖氣藏壓裂水平井的影響非常有限。在施工過程中，同一套儲層內(nèi)巖石物性相似，要在儲層內(nèi)控制壓裂縫高度是非常困難的。

5 結(jié)論及建議

（1）壓裂縫長度和壓裂縫間距是影響頁巖氣藏壓裂水平井累產(chǎn)的主要因素，壓裂縫導(dǎo)流能力和壓裂縫高度是次要因素。

（2）頁巖氣藏為非常規(guī)特低滲儲層，其有效開發(fā)主要依靠有效的壓裂施工，在壓裂設(shè)計過程中要遵循“多分段、造長縫”的原則，增大壓裂水平井的有效動用面積，提高單井產(chǎn)量。

[1]溫曉紅， 馬超， 梁峰， 等. 頁巖氣儲層含氣性影響因素分析——以湘西下寒武統(tǒng)牛蹄塘組為例[J]. 科學(xué)技術(shù)與工程，2015， 15（5）： 225-229.

[2]李亞洲， 李勇明， 羅攀， 等. 頁巖氣滲流機(jī)理與產(chǎn)能研究[J].斷塊油氣田， 2013， 20（2）： 186-190.

[3]董浩， 王立婷， 王麗娜， 等. 頁巖氣藏體積壓裂數(shù)學(xué)模型研究[J]. 斷塊油氣田， 2014， 21（6）： 755-758.

[4]Cheng Y M. Pressure Transient Characteristics of Hydraulically Fractured Horizontal Shale Gas Wells[R]. SPE-149311-MS，Columbus， Ohio， USA： SPE， 2011.

[5]孫海成， 湯達(dá)禎， 蔣廷學(xué)， 等. 頁巖氣儲層壓裂改造技術(shù)[J].油氣地質(zhì)與采收率， 2011， 18（4）： 90-93，97.

Effect of Fracture Parameter in Horizontal Well on the Cumulative Production of Shale Gas Reservoirs

ZHANG Qian, HUANG Dongmei, LI Zhengjian, TANG Huimin, TANG Yu
（The Institute of Zhanjiang Branch of CNOOC, Zhanjiang 524057, China）

The development of shale gas reservoirs is still in the early stage in China. The analysis of the effect of fracture parameter in the horizontal well on the production of shale gas reservoirs will be of guiding signif i cance to the highly eff i cient development of shale gas reservoirs. Based on the geology and reservoir data from Fuling gas fi eld, the authors analyzed the effect of some fracture parameters such as fracture conductivity, fracture spacing, fracture length, fracture height etc. on the cumulative production of horizontal wells by using the dual porosity and dual permeability model. The partial correlation analysis of these parameters shows that the inf l uence can be ordered from large to small as fracture length, fracture spacing, fracture conductivity and fracture height. In conclusion, the authors put forward the fracturing principle of “multi stages, long fracture length”.

Shale gas reservoir; fracturing; staged fracturing in horizontal well; fracture parameter

TE377

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2016.02.038

1008-2336（2017）02-0038-03

2016-07-18；改回日期：2017-01-10

張騫，男，1985年生，碩士，石油與天然氣工程專業(yè)，從事油氣田開發(fā)研究工作。E-mail：494186638@qq.com。